隔夹层对薄层底水油藏排水采油动态影响研究

在薄层底水油藏开发过程中,由于油层下部水体发育,能量充足,极易发生底水锥进现象,从而导致其开发效果变差.双层完井排水采油技术可以抑制底水锥进,达到解放油层生产潜力、改善油藏开发效果的目的.基于其原理并结合陆梁油田陆9井区呼图壁河组K1h23油藏的储集层参数,应用油藏数值模拟技术研究了理想单井模型下隔夹层对排水采油动态的影响.数值模拟结果表明:有效的隔板能够很好地抑制底水锥进,但隔板尺寸大小与排水规模之间有一定的关系.     

底水油藏采水消锥复合工艺优化设计

底水油藏在开发中后期底水锥进问题突出,为取得较好的开发效果,必须采取合理有效的控水消锥措施。人工隔板、采水消锥等技术的应用存在有效期短、液量控制难等不足。提出采水消锥与人工隔板复合的控水方法,在室内岩心实验的基础上利用数值模拟进行了采水消锥与人工隔板复合工艺参数优化设计。结合A66-41井已高含水的现状,建立单井模型,优化了隔板位置及半径;采水点汇射开位置及产液量;分析了单一工艺与复合工艺的控水消锥效果。结果表明,采水消锥与冻胶隔板复合工艺效果明显好于单一工艺,能有效抑制底水锥进、降低油井含水、提高原油产量及经济效益,对底水油藏的控水稳油效果明显。     

薄层底水油藏底水锥进控制可视化研究

常规底水油藏采用射孔建立底水隔板控制底水锥进.针对薄层底水油藏的底水锥进提出了不射孔建立底水隔板的方法.该方法通过冻胶型选择性堵剂的选择性注入和由工作液与原油的密度差而产生的重力分异作用形成隔板,控制底水锥进.在隔板建立中,选择性堵剂、高密度盐水和过顶替液起了重要作用.通过可视化物理模拟形象直观地表达了薄层底水油藏不射孔建立底水隔板控制底水锥进的过程.现场应用证明,该方法可以解决陆梁油田的薄层底水油藏底水锥进问题.     

薄层底水油藏底水锥进控制可视化研究

常规底水油藏采用射孔建立底水隔板控制底水锥进。针对薄层底水油藏的底水锥进提出了不射孔建立底水隔板的方法。该方法通过冻胶型选择性堵剂的选择性注入和由工作液与原油的密度差而产生的重力分异作用形成隔板，控制底水锥进。在隔板建立中，选择性堵剂、高密度盐水和过顶替液起了重要作用。通过可视化物理模拟形象直观地表达了薄层底水油藏不射孔建立底水隔板控制底水锥进的过程。现场应用证明，该方法可以解决陆梁油田的薄层底水油藏底水锥进问题。     

地层倾角对底水锥进影响数值模拟研究

为了研究地层倾角对底水锥进的影响,以红花套倾斜底水油藏为例,建立倾斜底水油藏机理模型,利用ECLIPSE100黑油数值模拟器,对倾斜地层3种倾角条件下底水锥进的现象进行了数值模拟研究。模拟结果表明,随着地层倾角的增大,在生产过程中底水锥进的速度变大;在地层倾角小时,无水采油期短,含水上升速度慢,采出效果较好,地层倾角的存在使采收率偏低。     

大港油田埕海一区馆陶组剩余油分布规律研究

大港油田埕海一区馆陶组为构造砂岩底水油藏,储层发育受辫状河道控制,内部发育多条小断层和隔层。开发过程中底水锥进严重,使得井间分布大量剩余油。通过油藏精细地质模型和油藏数值模拟,准确描述剩余油的分布规律,部署了调整井,预测了开发效果。     

半渗透隔板底水油藏油井临界产量计算方法研究

底水油藏油井临界产量是开采油藏时的重要研究内容,现有的临界产量计算公式均未考虑半渗透隔板对临界产量的影响,因此,为了更准确地对该类油藏的临界产量进行预测,综合考虑隔板渗透性和隔板厚度对油井临界产量的影响,并运用等值渗流阻力、镜像反映法分别推导出带半渗透隔板底水油藏直井和水平井的临界产量公式,通过实例分析发现,用直井开发此类油藏时,当油层厚度小于40 m时,隔板主要起抑制水锥的作用;当油层厚度大于40 m时,隔板会削弱底水的驱动能量。对于水平井,用常规的水平井临界产量公式评价半渗透隔板底水油藏的水平井临界时,会低估油井的临界产量。这对类似底水油藏的开发具有一定的指导意义。     

裂缝孔隙型碳酸盐岩底水油藏水平井优化技术

通过建立裂缝孔隙型碳酸盐岩油藏双重介质窜流系数标定流程,提高了此类油藏水平井数值模拟精度。基于数值模拟成果,开展碳酸盐岩底水油藏开发后期水平井优化设计研究(水平井垂向位置、水平井与裂缝走向平面匹配位置、水平井初期液量、水平井提液时机)。根据水平井优化成果,设计目标油田三套后期调整方案,通过对比不同方案合同期内经济效益,优选出最佳调整方案。研究表明:碳酸盐岩底水油藏水平井尽量钻遇油层上部,有助于延缓底水锥进速度;水平段方位应与主裂缝走向垂直,以获得较高的裂缝钻遇率同时可避免水沿裂缝过早突破;开发初期水平井相对较低的产液量有助于控制底水锥进速度,后期适当时机进行提液,有助于改善开发效果。     

普通稠油油藏水驱转热采井网优化研究

水驱普通稠油油藏开发后期由于物性差异开发效果差别较大,地层中已形成稳定的流线场,加密对开发效果难有较大改善.结合胜利油田实际区块营8断块注水开发已进入中高含水采油期的实际情况,通过建立油藏数值模型,结合数值模拟和油藏工程综合研究,找出剩余油分布规律,研究水驱普通稠油油藏开发后期转热采井网优化方式等方面的问题.在综合考虑开发效果的基础上,得到对普通稠油油藏进行井网抽稀可改善开发效果;不同井网优化方式下五点法稀井网的最终采收率最高;水驱普通稠油油藏转热采在含水80％时进行井网优化效果较好等结论.研究结果可为目标区块以及同类区块的有效开发提供技术依据.     

稠油底水油藏剩余油分布研究及水平井开发调整

秦皇岛32-6油田西区NmⅡ1砂体为稠油底水油藏,经过5年多的定向井开发目前已经进入高含水期开发阶段。首先通过生产动态和生产测井分析油层水淹规律,然后进行精细油藏描述,建立油藏数值模拟模型,研究剩余油分布规律。在搞清油层中剩余油分布规律的基础上,进行了先导试验水平井,先导试验井产量高、无水采油期长,证明以上剩余油分布研究是正确的。最后提出水平井整体加密挖掘NmⅡ1砂体稠油底水油藏井间剩余油的开发调整策略。实际生产证明,NmⅡ1砂体水平井开发调整是成功的,为同类油藏的开发调整提供了生产经验。     

陆梁油田薄层底水油藏水平井井筒模拟研究

新疆陆梁油田呼图壁河组油藏发育一类特殊的薄层底水型油藏,其特点是油层厚度薄,构造幅度低,底水能量大,利用水平井开采,表现出无水采油期短、含水率上升速度快、产量递减大的特点。针对这些问题,采用水平井数值模拟方法,建立了考虑摩擦压力损失的水平井井筒模型,明确了摩擦压力损失对水平井的压力分布以及水平段产量的影响,在此基础上,分析研究了水平井底水锥进的水脊特征,判断了水平井出水位置,提出了封堵出水井段并结合油藏工程方法确定了水平井合理产液量,从而达到抑制底水快速锥进,减小压力损失,降低含水率上升速度的目的。     

特高含水期油田的挖潜增效措施研究

通过应用老油田精细油藏描述技术、玻璃钢套管井间监测技术、底水油藏隔板理论技术、油砂体剩余可采储量量化技术、常规油藏数值模拟技术研究油藏剩余油分布,量化地下潜力;针对特高含水,稠油底水、出砂油藏,采取了完善注采井网,水平井开采技术,并结合三次采油及配套工艺技术,制定出综合挖潜对策,以期达到进一步提高油田开发效果,提高采收率的目的。     

大庆油田树101外扩CO2驱五种周期采油方式预测对比

大庆油田从2007年就在树101开展特低渗透扶杨油层CO2驱油技术研究和矿场试验,通过五年的开发试验,CO2驱油在榆树林油田取得较好效果,但是在树101先期的开发过程中,气窜是影响注CO2驱油效果的一个主要因素,为了合理控制气窜,结合特低渗透扶杨油层开发特点,本文设计了五种不同的周期采油方式,分别为连续采油、采20天关10天、采4个月关1个月,注3个月关1个月-正对、注3个月关1个月-交错,通过绘制这五种周期采油方式气油比和换油率2012年至2026年的预测对比曲线,进行数值模拟,从数值模拟预测结果分析,推荐采油井采20天关10天的周期采油方式。     

气顶底水油藏油井最佳射孔井段确定新方法

气顶底水油藏兼有气顶油藏和底水油藏的特征,开发难度大。油藏主要开采原油,开发过程中通常会表现出先气顶气窜,后底水锥进的生产特征,使得油井稳产期短,产量下降快,油藏采收率普遍较低。若油藏在油气界面或油水界面处存在不渗透隔板,则可有效减缓气顶气或底水的锥进速度,延长油井稳产期。现有的该类油藏油井最佳射孔井段确定方法,因考虑因素不全面或采用图版的近似方法,且均未考虑油藏中存在隔板的情况,故无法满足生产需要。对存在隔板的气顶底水油藏提出了一种确定最佳射孔井段的最优化方法,并在实际生产中获得了验证。     

江桥稠油油田水平井蒸汽吞吐数值模拟研究

针对江55块浅薄层稠油油藏直井开采难度大,经济效益差的特点,利用油藏数值模拟技术进行了水平井蒸汽吞吐开发效果研究及注采参数优化设计。数值模拟结果表明,对水平井蒸汽吞吐效果而言,井网1和井网2的开发效果相差不多,可根据实际情况选用;井距越大,采出程度越低。井距增加4倍,采出程度下降10%。结合理论计算和数值模拟结果,优选125m为水平井蒸汽吞吐最佳井距。周期注汽量越大,加热范围越大,采出程度增加,但是油汽比降低。兼顾二者,优选周期注汽量3 600 m3。随着蒸汽干度和焖井时间的增大,采油量增加,蒸汽干度最少在0.4以上,焖井时间要控制在合理范围15 d左右。     

多油层叠合区压裂水平井立体开发技术

多油层叠合区在国内外各大油田均有不同程度的分布,鄂尔多斯盆地三叠系延长组油藏尤为发育。当今水平井开发技术在国内外已经取得了很大进步,但常规水平井开发多油层叠合区时,如何一次性提高储量动用程度和油藏采油速度又成为一个难题。主要针对鄂尔多斯盆地多油层叠合发育区如何一次性经济高效提高储量动用程度和油藏采油速度的问题,研究提出了双层平移式水平井立体开发技术,并通过油藏工程、数值模拟和矿场实践的方法论证该技术的可行性。结果表明,水平井立体开发技术既能提高纵向储量动用程度,又能减少注水投资,提高注水效率和油藏整体采油速度;单井增产幅度大,油藏渗流能力强,注水井分注效果明显,递减期时间较直井开发短。     

电加热油藏采油物理模拟研究

根据方程分析法 ,结合工程判断 ,导出了一套电加热油藏采油物理模拟相似准则。建立了低压三维电加热油藏采油物理模型系统 ,提出了进行电加热油藏采油物理模拟的实验方法。在此基础上 ,对单井电加热油藏采油进行了物理模拟实验研究。研究结果表明 ,单井电加热油藏能够在油藏中建立起稳定的温度分布 ,有效地提高油藏温度。油藏温度是井筒径向距离的函数 ,温度沿径向距离近似地按指数规律衰减。对于有一定冷采产量的稠油油藏 ,选用周期性加热采油生产方式 ,其经济效益较好 ;对于冷采产量很低或没有冷采产量的稠油油藏 ,宜选用周期性焖井预热采油生产方式 ,并根据油藏特点和产出液情况优化焖井预热时间和生产周期。在相同的加热时间内 ,加热电功率大 ,油藏温度高 ,但并不是越大越好 ,当功率达到一定程度以后再提高加热功率 ,油藏温度增加并不明显。在电加热油藏的采油生产过程中 ,电加热功率不稳定 ,随生产时间变化。油层电导率低时 ,输入电能利用率高 ,加热效果好。     

考虑裂缝变形的低渗透双重介质油藏数值模拟研究

针对玉门青西低渗透裂缝性油藏地质条件的复杂性,通过实验研究了该类油藏开采过程中裂缝的变形特征及其对渗透率和油井产能的影响;研究了水驱过程中的渗吸采油机理.在此基础上,建立了将裂缝变形与基质渗吸作用集为一体的变形双重介质油藏数值模拟模型,利用该模型开展了裂缝变形、渗吸采油、周期注水对开发效果影响的模拟研究.采用变形双重介质油藏数值模拟技术对青西低渗透裂缝性油藏多方案开发指标进行了预测,给出了该油藏优化的开发方案.     

基于层次分析的层状油藏采收率敏感性研究

针对储层和流体层间非均质性强、层间矛盾严重、层系划分、井网部署影响因素对层状油藏开发效果影响程度不一的问题,结合实际层状油藏的储层特点和开发特征,基于油藏数值模拟方法和层次分析理论,对海外H层状油藏采收率影响因素进行研究,评价H油藏采收率对储层渗透率级差、原油黏度级差、地层压力级差、油层厚度及采油速度等影响因素的敏感性。结果表明:层状油藏开发初期采油速度对采收率影响最为明显,但从油藏储层和流体特征出发,油藏采收率对流体黏度级差变化最为敏感,其次为渗透率级差和地层压力级差,受储层厚度级差的影响最小。     

大庆西部稠油水平井蒸汽驱数值模拟研究

大庆西部斜坡江55区块油藏埋藏深度浅,油藏温度低,油层厚度比较薄,直井冷采产量很低,因此开发该油藏的比较可能的开采方式为水平井蒸汽驱和水平井蒸汽吞吐。为了改善其开发效果,针对水平井蒸汽驱,应用CMG数值模拟软件在三维地质建模的基础上对注采参数进行了优化。通过改变井距、水平段长度、采注比、蒸汽干度、注汽速度等生产参数,预测开发效果,对比生产效果确定合理的生产参数。结果表明:水平井水平段长度300 m时蒸汽驱总体效果比较好;蒸汽干度要达到0.4之上;蒸汽吞吐三周期之后转蒸汽驱效果最好;井距越大,采出程度越低;油层越厚,采出程度越高。